1. Pendahuluan

Minyak bumi dan gas alam yg ditransfer dengan menggunakan pipa penyalur biasanya dalam kondisi bertekanan dan bertemperatur tinggi untuk mencegah terjadinya penggumpalan (solidification) konten pipa. Menurut DNV (Det Norske Veritas) RP F110 (2007), perbedaan tekanan dan temperatur yang tinggi yang dialami pipa pada saat instalasi dan operasi dapat memicu terjadinya tekuk global. Tekuk global mungkin terjadi dalam beberapa arah salah satunya ke arah horizonal dan biasanya disebut tekuk lateral.

Sebelumnya Tawekal (2004) melakukan studi mekanisme tekuk dalam arah vertikal yg biasa disebut upheavel buckling pada pipa yg dipendam sehingga tidak mungkin mengalami tekuk lateral. Menurut Firileif dan Collberg (2005) gaya aksial yang timbul saat pipa dikenai temperatur dan tekanan yang tinggi disebabkan akibat adanya pengaruh thermal, poisson's effect, dan end cap pipa. Berdasarkan hasil studinya, Hobbs, et.al, (1989) mengatakan bahwa terjadinya tekuk lateral dapat diprediksi dengan menghitung serta membandingkan gaya aksial efektif yang terjadi di sepanjang pipa dengan gaya tekuk kritikal pada pipa.

Tekuk lateral bukanlah suatu fenomena kegagalan, tetapi tekuk lateral yang tidak terkontrol dapat memicu timbulnya tekuk lokal yang dapat menyebabkan keretakan pada pipa. Oleh karena itu, analisis tekuk lateral menjadi salah satu pertimbangan penting dalam proses desain pipa.

2. Teori dan Metodologi

2.1Pipe soil interaction

Pipa yang diletakkan di atas seabed (permukaan dasar laut) akan mengalami tahanan gesek antara tanah dan permukaan terluar pipa. Arah tahanan gesek ini berlawanan dengan arah ekspansi yang terjadi pada pipa. Gambar 1 menunjukkan diagram gaya yang bekerja pada pipa.

Berikut adalah persamaan regangan gesek (1) dan gaya gesek (2) yang dialami pipa untuk kondisi pipa di dasar

\[\varepsilon_{friction} = \frac{\mu \cdot W_{submerged} \cdot L_{anchor}}{A_s \cdot E} \tag{1}\]

\[N_{friction} = \mu \cdot W_{submerged} \cdot L_{anchor}\] (2)

= besarnya regangan gesek \(\mathcal{E}_{friction}\)

= factor gaya gesek (koefisien friksi)

\(W_{submerged}\) = berat terendam pipa = panjang anchor \(L_{anchor}\)

= luas penampang melintang baja \(A_{s}\)

Е = modulus elastisitas \(N_{friction}\)gaya gesek

2.2 Efek thermal strain

Pada kondisi pipa unrestrained, yaitu kondisi pipa yang ujung-ujungnya bebas, perbedaan temperatur menyebabkan pipa mengalami deformasi ke arah panjangnya. Sedangkan pada pipa dengan kondisi totally constrained, yaitu kondisi pipa dengan kedua ujungnya tertahan/terkekang, pipa tidak dapat berekspansi ke arah panjangnya sehingga ekspansi yang terjadi pada pipa dapat diimplikasikan sebagai suatu tekanan (compressive stress) pada pipa. Secara matematis, Palmer dan Ling (1981) menyebutkan bahwa besarnya thermal strain dan thermal stress dapat dituliskan dalam Persamaan (3) dan (4) berikut

\[\varepsilon_{thermal} = \alpha \cdot \Delta T\] \[\sigma_{thermal} = -\alpha \cdot E_{steel} \cdot \Delta T\] (3)

\[\sigma_{thermal} = -\alpha \cdot E_{steel} \cdot \Delta T \tag{4}\]

= thermal strain \(e_{thermal}\)koefisien thermal

perbedaan temperatur yang dialami pipa \(\Lambda T\)pada saat instalasi dan setelah beroperasi

thermal stress

modulus elastisitas baja \(E_{steel}\)

2.3 Efek tekanan dalam pipa

Efek tekanan dalam pipa (internal pressure) yang terjadi pada pipa berupa end cap effect dan poisson's effect yang menyebabkan adanya beban aksial pada pipa. Menurut Issac (2013) secara matematis, regangan vang ditimbulkan oleh end cap effect dan poisson's effect dapat ditulis sebagai berikut:

\[\varepsilon_{L(P_i)} = \varepsilon_{end \ cap} + \varepsilon_{poisso \ n' \ seffect}\] (5)

\[\varepsilon_{L(P_i)} = \frac{(P_i - P_o) \cdot D_o}{4 \cdot t \cdot E} - \frac{v \cdot \sigma_h}{E}\] (6)

\[\sigma_h = \frac{(P_i - P_0)}{2t} \cdot D_0 \tag{7}\]

\[\varepsilon_{L(P_i)} = \frac{\sigma_{hoop}}{2} \cdot \left(\frac{1 - 2\nu}{E_{steel}}\right) \tag{8}\]

= regangan akibat internal pressure \(\epsilon_{L(pi)}\)

= internal pressure = external pressure

= regangan pada kurvatur (lekukan) pipa

\(\varepsilon_{poisson's effect} = regangan akibat efek Poisson\)

= tebal pipa t

\(D_0\)= outer diameter of pipeline

= Hoop stress \(\sigma_{hoon}\)= Poisson's ratio

\(E_{steel}\)= modulus elastisitas baja

2.4 Analisis ragam

Menurut DNV RP F101, proses terjadinya tekuk global dapat diurutkan ke dalam tahapan berikut ini:

Pada tahap awal, pipa mengalami ketidaksempurnaan (imperfection). Pada tahap ini gaya aksial efektif yang menginisiasi tekuk global berada pada titik terendahnya. Gambar 2 adalah ilustrasi tahap 1, dimana S₀ adalah gaya aksial efektif yang tertahan, Sinit adalah gaya aksial efektif pemicu tekuk global, dan Spost adalah gaya aksial efektif mendekati puncak tekuk setelah tekuk pertama.

Gambar 1. Diagram gaya

Gambar 2. Kapasitas tekuk di sepanjang pipa Sumber : DNV RP F101, (2007)

Gambar 3 menunjukkan tahapan berikutnya, yaitu ketika gaya tekan efektif meningkat hingga mencapai S0 dimana S0 adalah gaya aksial efektif yang tertahan.

Gambar 3. Meningkatnya gaya aksial efektif yang tertahan sebelum terjadinya tekuk global Sumber : DNV RP F101,(2007)

Kemudian ditunjukkan dalam Gambar 4 tahapan dimana ketika gaya aksial efektif tertahan (S0) mencapai Sinit di titik A, pipa akan mengalami tekuk dan gaya aksial efektif di puncak akan mengalami penurunan hingga mencapai Spost di titik B. Perubahan maksimum gaya efektif sama dengan gaya tahanan aksial akibat interaksi pipa dan tanah.

Gambar 4. Gaya aksial efektif pipa yang tertahan mencapai Sinit sehingga terjadi tekuk pertama Sumber : DNV RP F101, (2007)

Apabila tekanan atau temperatur terus meningkat, imperfection yang berdekatan berpotensi mengalami tekuk dan diagram gayanya akan berubah seperti pada Gambar 5.

Pada tahap ini gaya konstan akan tetapi kelebihan gaya pada slip zone (daerah dimana pipa mengalami pergerakan akibat expansi), setara dengan daerah bayangan, sedangkan kapasitas buckling pada pipa turun hingga Spost. S(Kp) adalah gaya aksial efektif di sepanjang kilo post atau di sepanjang pipa.

Gambar 5. Gaya aksial efektif yang tertahan di sepanjang pipa terus meningkat sehingga memicu timbulnya tekuk ke dua

Sumber : DNV RP F101, (2007)

Secara sederhana tekuk lateral terjadi ketika pipa mendapatkan temperatur/tekanan tinggi sehingga berekspansi sedangkan pipa tertahan di kedua ujungnya dan mendapat gaya tahanan akibat interaksi antara pipa dan tanah, maka pipa akan berusaha melepaskan kelebihan energi. Pipa yg berada pada permukaan seabed cenderung akan melepas kelebihan energi yang didapatkannya ke arah lateral dan terjadilah tekuk lateral pertama (lateral buckling mode 1). Ketika tekuk lateral mode 1 sudah terjadi dan tekanan/temperatur yang dialami pipa semakin meningkat maka kelebihan gaya pada area slip zone akan membentuk area tekuk baru (lateral buckling mode 2). Gambar 6 menunjukkan pembagian zona tekuk lateral pada pipa di permukaan dasar perairan.

Gambar 6. Zona tekuk lateral Sumber : Isac (2013)

Lokasi potensial yang terkait dengan ketidakhomogenan pipa akibat konfigurasi instalasi pipa, interaksi/ gesekan antara pipa dengan tanah (pipe-soil interaction) dan temperatur menyebabkan area dimana terdapat kelebihan gaya pada slip zone semakin panjang kemudian menjadi tekuk yang besar dan menambah kemungkinan terjadinya tekuk dan retak (fracture).

2.5 lokasi gaya aksial efektif

Besar regangan arah longitudinal akibat kombinasi efek thermal strain dan internal pressure pada pipa dapat dihitung dengan persamaan berikut ini:

\[\varepsilon_L = \alpha \cdot \Delta T + \frac{\sigma_{hoop}}{2} \cdot \left(\frac{1 - 2v}{E_{steel}}\right)\] (9)

\(\varepsilon_L\) = besarnya longitudinal strain \(\alpha\) = koefisien ekspansi termal

ΔT = perbedaan temperatur yang dialami pipa pada saat instalasi dan setelah beroperasi

\(\sigma_{hoop}\) = Hoop stress v = Poisson's ratio

\(E_{steel}\) = modulus elastisitas baja

Untuk tujuan desain, pengaruh residual lay tension dapat diabaikan. Menurut DNV RP F 110 (2007), restraining force adalah tegangan tekan yang dihasilkan dari penjumlahan gaya akibat temperature (thermal force), end cap force, dan gaya dari efek Poisson (Poisson's effect). Oleh karena itu kombinasi gaya penyebab gaya aksial (Effective Axial Force) yang menyebabkan pipa berekspansi dapat ditulis menjadi:

\[F_{compressive} = \pi \cdot D \cdot t \cdot E_{steel} \cdot \alpha \cdot \Delta T + \frac{P \cdot \pi \cdot D^2}{4} \cdot (1 - 2v) \ (10)\]

\(F_{compressive}\) = effective axial force D = diameter pipa

\(E_{steel}\) = modulus elastisitas baja

v = poisson's ratio

Pipa di dasar laut dan beroperasi pada tekanan dan temperature di atas kondisi lingkungan akan cenderung untuk mengalami ekspansi. Apabila ekspansi tersebut ditahan, misalnya oleh gaya gesek tanah dengan pipa, maka akan terbentuk gaya tekan aksial pada dinding pipa yang akan menyebabkan tahanan pada struktur pipa tersebut sehingga akan terbentuk gaya aksial efektif.

Metode analitis yang diterapkan pada metode Hobbs untuk melakukan analisis tekuk lateral mengacu pada kesetimbangan gaya dan kesesuaian perpindahan (deformasi) setelah tekuk lateral terjadi pada sebuah pipa lurus. Hobbs, et.al, (1989) menyatakan bahwa pipa dapat mengalami tekuk dalam beberapa bentuk yang dikelompokkan dalam beberapa mode yaitu mode 1, mode 2, mode 3, mode 4, dan tak terhingga (infinity) seperti pada Gambar 7.

Gambar 7. Lateral buckling mode (tampak atas pipa) Sumber: Isac (2013)

△T = perbedaan temperatur yang dialami pipa pada saat instalasi dan setelah beroperasi

P = perbedaan tekanan yang dialami pipa

t = tebal pipa

\(\alpha\) = koefisien ekspansi termal

Dalam metode Hobbs diasumsikan pipa penyalur sebagai balok kolom yang dikenai gaya aksial dengan tumpuan lateral seragam dengan pipa tetap elastis dan initial imperfection tidak diperhitungkan / diabaikan. Dalam metode Hobbs, hubungan antara gaya aksial efektif pada kondisi totally constraint dan panjang tekuk dapat dinyatakan dengan persamaan berikut ini:

\[P_{0} = P_{eff} + k_{3} \cdot \mu_{a} \cdot W \cdot L \cdot \left[ \sqrt{\left(1 + K_{2} \cdot \frac{E \cdot A \cdot \mu_{L}^{2} \cdot W \cdot L^{5}}{\mu_{a} \cdot (E \cdot I)^{2}}\right)} - 1 \right]\](11)

untuk mode 1,2,3 dan 4

\[P_0 = P_{eff}\]

\[+4.7050 \cdot 10^{-5} \cdot A \cdot E \cdot \left(\frac{\mu_L \cdot W}{E \cdot I}\right)^2 \cdot L^6\] (12)

untuk mode tak hingga

\(P_0\) = gaya aksial sebelum buckle.

\(P_{eff}\) = gaya aksial efektif K = konstanta Hobbs

\(\mu_a\) = koefisien gaya gesek aksial

W = berat terendam pipa

\(L = \text{panjang } buckle \text{ (tekuk) } akibat P_0\)

\(\mu_L\) = koefisien gaya gesek lateral

E = modulus elastisitas I = momen ke dua luas

A = luas potongan melintang pipa

Gaya aksial efektif \((P_0)\) berlaku untuk semua mode dan diplot terhadap panjang gelombang buckle (buckle wavelength). Dari grafik tersebut besar gaya tekuk kritikal Hobbs dapat ditentukan dengan mengambil nilai paling minimum gaya aksial pada setiap mode.

\[N_{HOBES} = min(P_0 mode1, P_0 mode2, P_0 mode3, P_0 mode4, P_0 modeinfinity)\] (13)

Dimana \(N_{HOBES}\) adalah gaya aksial yang memicu terjadinya tekuk mode 1 hingga mode tak hingga, dihitung dengan menggunakan persamaan pada metode Hobbs.

Penentuan besar gaya tekuk kritikal di sepanjang pipa ditentukan dengan membandingkan besarnya gaya tekuk Hobbs dengan gaya tekuk yang terjadi akibat ketidaklurusan (out of strighness) seperti pada persamaan berikut:

\[N_{kritikal} = \min(N_{OOS}, N_{HOOBS})\] (14)

dengan

\[N_{OOS = m_{minmal lateral}} \times W_{submerged} \times R_{\underline{}}\] (15)

dar

\[R = \frac{E \cdot D}{2 \cdot \sigma_{y} \cdot D \cdot F} \tag{16}\]

\(N_{\text{kritikal}}\) = gaya kritikal terjadinya buckling

\(N_{OOS}\) = gaya yang menyebabkan pipa mengala

mi out of strighnes

\(N_{HOOBS}\) = gaya aksial yang memicu terjadinya buckling mode 1 hingga mode tak

hingga

\(\mu_{minmallateral}\) = koefisien gaya gesek lateral minimum

\(W_{submerged}\) = berat terendam pipa R = radius kurfatur E = modulus elastisitas D = diameter pipa \(\sigma_y\) = SMYS pipa F = faktor desain

Kriteria tekuk pada pipa terpenuhi jika memenuhi kriteria berikut

\[N_{max} \ge N_{kritikal}\] (17)

dimana

\[N_{max} = \min(N_{FULL}, N_{fmax})\] (18)

\[N_{fmax} = \mu_{max.axial} \cdot W_{submerged} \cdot \frac{L}{2}\] (19)

L = panjang buckle (tekuk) akibat \(P_0\)

\(W_{submerged}\) = berat terendam pipa

\(\mu_{max.axial}\) = koefisien gaya gesek aksial \(N_{fmax}\) = gaya gesek maksimum

\(N_{FULL}\) = gava aksial maksimum pada pipa

Besarnya gaya tekan aksial efektif pada pipa yg mengalami tekuk dapat dituliskan dengan persamaan berikut:

\[P_{eff} = k_1 \cdot \frac{E \cdot I}{L^2} \tag{20}\]

Dimana \(k_I\) adalah koefisien Hobbs (mengacu pada Tabel 1), dan L adalah panjang tekuk pipa. Besar gaya tekuk kritis (buckling critical) untuk setiap mode dapat ditentukan menggunakan persamaan berikut ini:

\[P = \frac{n^2 \cdot \pi^2 \cdot E \cdot I}{I^2} \tag{21}\] dengan n adalah mode number.

Pada perhitungan tekuk lateral dengan menggunakan metode Hobbs, komponen konstanta \(k_1\), \(k_2\), \(k_3\), \(k_4\), \(k_5\) dapat dinyatakan dengan matrix seperti pada Tabel 1.

Tabel 1. Konstanta Hobbs

Sumber: Hobbs, et.al (1989)

3. Data dan Pengolahan

3.1 spesifikasi pipa

Material pipa yang digunakan pada studi kasus tekuk lateral ini adalah baja 16" dengan massa jenis 7850 kg/m³ sesuai standar API 5L Grade X60 MO PSL2 CS. Pipa memiliki tebal 0.5" yang diaplikasikan selimut beton dengan massa jenis 3040 kg/m³. Tebal selimut beton pada pipa adalah 55 mm. Pipa dilindungi lapisan anti korosi (anti-corrosion coating) jenis asphalt enamel dengan tebal 6 mm yang memiliki massa jenis 1281.5 kg/m³. Pipa memiliki koefisien ekspansi termal sebesar 11.7x10^-6 dengan specified minimum yield strength (SMYS) 415 MPa, specified minimum tensile strength (SMTS) 520 MPa dan besar Modulus Young sebesar 2.00462x10⁵ MPa.

3.2 data tekanan dan temperatur

Tabel 2 adalah data kondisi tekanan dan temperatur yang dikenai pada pipa

Tabel 2. Tekanan dan temperatur pipa

3.3 Data lingkungan

Pipa diletakkan pada dasar perairan yang memiliki kedalaman berbeda beda. Tabel 3 menunjukkan kedalaman lokasi jalur pipa:

Tabel 3. Data kedalaman lokasi instalasi pipa

Salah satu faktor yang mempengaruhi tekuk lateral pada pipa adalah koefisien friksi tanah dasar perairan. Tabel 4 adalah tabel koefisien friksi pada dasar perairan.

Tabel 4. Koefisien friksi di lokasi pipa

3.4 Asumsi perhitungan dan pemodelan

Asusmsi yang digunakan dalam proses perhitungan analisis tekuk lateral pipa gas bawah laut ini adalah pipa lurus dengan seluruh permukaan pipa terletak di atas dasar perairan dan tidak terjadi bentang bebas (free spans) pada pipa. Gaya tarik residu (residual tension) diasumsikan sama dengan nol, efek gaya hidrodinamik tidak diperhitungkan, distribusi temperatur di sepanjang pipa konstan, dan tidak terjadi embedment pada dasar perairan.

4. Hasil dan Pembahasan

Dari hasil perhitungan, didapatkan besar ekspansi pipa (end expansion) seperti pada Tabel 5.

Dari Tabel 5 di bawah dapat dilihat panjang total rest friction length untuk sisi cold end dan hot end kurang dari panjang total pipa yang ditinjau. Hal ini mengindikasikan bahwa pipa menghasilkan dua titik tumpu (anchor point) sehingga pipa dapat mencapai kondisi fully restrained.

4.1 Gaya aksial efektif

Dari hasil perhitungan gaya aksial efektif di sepanjang pipa didapatkan hasil seperti pada Gambar 8 dan Gambar 9.

Gambar 8. Gaya aksial efektif pipa pada tanah lempung dengan koefisien gesek lateral 0.22

Tabel 5. Besar end expansion

Gambar 9. Gaya aksial efektif pipa pada tanah jenis pasir dengan koefisen gesek lateral 0.6

Pada grafik dapat dilihat besar gaya aksial yang terjadi pada sumbu gaya aksial efektif pada ujung pipa sama dengan nol, hal itu menunjukkan bahwa pada titik tersebut tidak ada tahanan. Kemudian grafik meningkat secara bertahap hingga pada titik tertentu besar gaya aksial efektif bernilai konstan. Pada kasus ini bagian yang konstan menunjukkan bahwa pipa tidak lagi mengalami ekspansi sehingga besar regangan aksial pipa di bagian tersebut sama dengan nol. Ekspansi hanya terjadi pada bentang pipa yang dibatasi oleh titik tumpu hingga ujung pipa. Titik tumpu adalah titik dimana pipa paling minim mengalami pergerakan. Terbentuknya dua titik tumpu menandakan bahwa pipa memiliki panjang yang cukup untuk mencapai kondisi fully constrained, oleh karena itu pipa sepanjang 7.67 km tersebut termasuk pipa panjang.

4.2 Potensi terjadinya tekuk lateral

Tekuk lateral terjadi apabila Persamaan 18 terpenuhi. Dari hasil perhitungan didapatkan hasil seperti pada Gambar 10 dan Gambar 11.

Tabel 6. Hasil perhitngan gaya buckling kritikal ntuk setiap mode

Gambar 10. Grafik Hobbs lateral buckling untuk koefisien gesek 0.22

Gambar 11. Grafik Hobbs lateral buckling untuk koefisien gesek 0.6

Dari Gambar 10 dan Gambar 11 didapatkan hasil gaya tekuk minimum yang terjadi seperti pada Tabel 8.

Dari Tabel 6 dapat disimpulkan tekuk kritikal Hobbs sebesar 578,786.1 N untuk dasar perairan dengan koefisen gesek lateral 0.22 dan 1,163,714.7 N untuk dasar perairan dengan koefisien gesek lateral 0.6. Kemudian gaya tekuk kritikal tersebut dibandingkan dengan gaya yang diperhitungkan dengan mempertimbangkan out of straightness (Tabel 9) pada pipa di bawah ini:

Tabel 7. Hasil perhitngan Noos

\(N_{critical} = \min(N_{OOS}: N_{Hobbs})\)

\(N_{critical\ (lateral\ friction = 0.22)} = min(2,791,386:578,786.1)\)

\(N_{critical\ (laetral\ friction\ =0.22)}=578,786.1\ N\)

\(N_{critical\ (lateral\ friction=0.6)} = \min(2,791,386,1,163,714.7)\)

\(N_{critical (laetral friction = 0.6)} = 1,163,714.7 \text{ N}\)

Berdasarkan hasil perhitungan, besar gaya aksial tekan maksimum (\(N_{max}\)) yang terjadi di sepanjang pipa untuk koefisen gesek lateral 0.22 sebesar 1.65 x \(10^6\) N dan untuk koefisen gesek lateral 0.6 sebesar 1.65 x \(10^6\) N. Karena pipa pada kondisi dasar perairan dengan koefisien gesek lateral 0.22 dan 0.6 memenuhi kriteria \(N_{max}\) \(^3\) \(N_{critical}\) maka dapat diprediksikan pipa akan mengalami tekuk lateral.

4.5 Penentuan lokasi yang berpotensi mengalami tekuk lateral

Lokasi yang berpotensi terjadinya tekuk dicari dengan membandingkan gaya tekuk kritikal dengan gaya aksial efektif. Gambar 12 adalah grafik hasil plot dari gaya aksial efektif, gaya tekuk kritikal, serta gaya aksial pada kondisi fully constrained terhadap panjang pipa.

Gambar 12. Lokasi terjadinya tekuk lateral pada koefisien gesek lateral 0.22

Lokasi kemungkinan terjadinya tekuk lateral untuk pipa yang diletakkan pada tanah dengan koefisien gesek lateral 0.22 ditunjukkan pada Gambar 13 yang terletak pada kilometer point 0.712 dan kilometer post 6.958.

Gambar 13. Lokasi terjadinya tekuk lateral pada koefisien gesek lateral 0.6

Dari grafik di atas, dapat dilihat lokasi kemungkinan terjadinya tekuk lateral terletak pada kilometer point 1.193 hingga kilometer post 6.477.

Dari hasil plot grafik di atas didapatkan bentang lokasi kemungkinan terjadinya tekuk lateral pada dasar perairan dengan koefisien gesek lateral 0.22 lebih besar dibandingkan dengan pada dasar perairan dengan koefien gesek lateral 0.6 yaitu sepanjang 6.244 km. Oleh karena itu, dapat disimpulkan bahwa pipa yang digelar pada rute dengan koefisien gesek lateral yang lebih kecil, lebih rentan mengalami tekuk lateral karena pada dasar perairan dengan koefien gesek kecil, memungkinkan pipa lebih mudah mengalami slip.

Karena dari hasil analisis dengan perhitungan metode Hobbs pipa dimungkinkan mengalami tekuk lateral maka perlu dilakukan pemodelan untuk mencari posisi yang lebih akurat dengan memodelkan kasus yang ada dengan menggunakan perangkat lunak ABAQUS. Pemodelan dengan menggunakan ABAQUS dilakukan untuk kondisi dasar perairan dengan koefisien friksi lateral 0.22 karena dengan koefisien friksi lateral yang semakin kecil, hasil pemodelan yang dihasilkan semakin konservatif. Dalam pemodelan, awalnya pipa dikenai efek gravitasi. Efek gravitasi ini sebagai penggambaran efek proses penggelaran pipa. Tegangan di sepanjang pipa didapatkan dari hasil penjumlahan antara tahanan akibat interaksi tanah dan pipa dengan gaya aksial akibat tekanan dan temperatur tinggi.

Gambar 14 adalah kondisi tegangan di sepanjang pipa hasil pemodelan. Dari Gambar 14 dapat disimpulkan bahwa pipa mengalami tegangan maksimum akibat proses laying pipa pada titik 6,918.83 m dengan besar 5.57x10⁷ Pa. Kemudian setelah pipa digelar, pipa diberi beban akibat tekanan dan temperatur. Gambar 15 berikut ini adalah kondisi tegangan yang dialami pipa akibat ekspansi yang terjadi pada pipa setelah diberi beban akibat tekanan dan temperatur.

Gambar 14. Kondisi tegangan di sepanjang pipa setelah pipa digelar

Gambar 15. Kondisi tegangan di sepanjang pipa akibat Tekanan dan Temperatur

Dari Gambar 15 di atas didapatkan besar tegangan maksimum akibat ekspansi pipa terletak pada titik 6,918.83 m sebesar 6.39 x 107 Pa.

Dari Gambar 14 dan Gambar 15 di atas didapat besar tegangan total yang dialami pipa sejak pipa digelar hingga kondisi terakhir yaitu setelah pipa dikenai beban akibat tekanan dan temperature dapat digambarkan seperti pada Gambar 16 berikut ini:

Gambar 16. Kondisi total tegangan di sepanjang pipa

Selain dari hasil perhitungan tekuk lateral dengan menggunakan metode Hobss, berdasarkan hasil pemodelan dengan menggunakan perangkat lunak ABAQUS juga dapat dilihat bahwa pipa mengalami pergerakan pada arah lateral, sehingga dapat disimpulkan pipa berpotensi mengalami tekuk lateral. Oleh karena itu untuk mengurangi resiko terjadinya kegagalan pada pipa akibat tekuk lateral, dibutuhkan struktur penyokong (support structure) yang dapat mengurangi besarnya gaya aksial efektif yang terjadi di sepanjang pipa. Salah satu sarana yang dinilai cukup ekonomis dan dapat digunakan untuk mengatasi terjadinya tekuk lateral adalah pipe sleeper. Gambar 17 menunjukkan desain pipe sleeper.

Gambar 17. Contoh desain pipe sleeper Sumber : Berhe, (2014)

Gambar 18. Contoh penggunaan pipe sleeper di lapangan

Sumber : http://www.cofs.uwa.edu.au/__data/assets/ pdf_file/0018/2343510/FINAL-Subsea-Pipeline-Cluster-Report-56pp.pdf

5. Kesimpulan

Berdasarkan hasil analisis sesuai dengan asumsi desain yang digunakan pada lokasi studi kasus yang ditinjau, didapat kesimpulan sebagai berikut:

• 1) Pipa potensial mengalami tekuk lateral pada KP (kilo post) 6.957.
• 2) Semakin kecil koefisien friksi lokasi instalasi pipa, semakin besar kemungkinan pipa mengalami tekuk lateral.